Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии "Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1", "Казанская ТЭЦ-3, КЛ 10-кВ, ЖБИ-2", 54937-13

Назначение

Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2» (далее ИК) предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также времени в шкале UTC(SU) совместно с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16» (далее АИИС КУЭ) (Г.р. № 45275-10).

Описание

ИК выполняют следующие функции:

-    выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

-    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;

-    обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;

-    разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

-    подготовка данных в ХМЪ формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,

-    предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств ИК;

-    конфигурирование и настройку параметров ИК;

-    ведение системы единого времени (коррекция времени).

ИК включают три уровня:

-    1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

-    2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок

(ИВКЭ);

-    3-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.

Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения

среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).

ИВКЭ объединяет ИИК ТИ и обеспечивает с помощью контроллера сетевого индустриального «СИКОН С1» (Г.р. № 15236-03) сбор результатов измерений со счетчиков, их хранение и передачу на уровень ИВК. Контроллер «СИКОН С1» обеспечивает синхронизацию часов счетчиков электрической энергии, опрашиваемых им.

В качестве ИВК АИИС используется комплекс измерительно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» (Г.р. 45270-10).

ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов контроллера «СИКОН С1» в составе ИВКЭ; ведение журналов событий.

ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, полученных от УСПД, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «ОДУ Средней Волги» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.

Уровни ИВКЭ и ИВК являются общими с АИИС КУЭ.

Уровни ИИК ТИ и ИВКЭ соединены между собой шиной интерфейса RS-485. В качестве связующего компонента для соединения уровней ИВКЭ и ИВК используется маршрутизатор «СИКОН С30».

Система обеспечения единого времени работает следующим образом. ИВК «ИКМ-Пирамида», получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации системного времени УСВ-1. ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает синхронизацию часов контроллера «СИКОН С1» не реже одного раза в сутки. Контроллер «СИКОН С1» один раз в сутки обеспечивает синхронизацию часов счетчиков, подключенных к нему.

Таблица 1 - Перечень измерительных каналов и их состав

Программное обеспечение

В ИК используется программное обеспечение, установленное на ИВК «ИКМ-Пирамида». В качестве прикладного программного обеспечения используется программный комплекс «Пирамида 2000», состоящий из средств сбора данных, серверной части, клиентской части и служебных программ.

В программном комплексе «Пирамида 2000» метрологически значимая часть выделена в виде отдельных библиотек. Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения

Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.

Технические характеристики

Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической

энергии ...................................................................................................... приведены в таблице 3

Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях

применения .............................................................................................. приведены в таблице 3

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии

относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с...............................................................± 5

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и

приращений электрической энергии, минут............................................................................30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут.....................................30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам........................автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных .. автоматическое

Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет.....................3,5

Глубина хранения результатов измерений в ИВКЭ не менее, суток.....................................45

Г лубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток.................................90

Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ.......................................автоматическое

Рабочие условия применения компонентов ИК: температура окружающего воздуха для:

измерительных трансформаторов, °С............................................................от минус 45 до 40;

для счетчиков, связующих компонентов, °С..............................................................от 0 до 40;

для оборудования ИВК, °С........................................................................................от 10 до 35;

частота сети, Гц.....................................................................................................от 49,5 до 50,5;

напряжение сети питания (относительного номинального значения U^), % .. от 90 до 110;

индукция внешнего магнитного поля, мТл.............................................................не более 0,5.

Допускаемые значения информативных параметров:

ток, % от 1ном................................................................................................................от 5 до 120;

напряжение, % от U^..............................................................................................от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos j..............................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

Таблица 3. Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (5woA) электрической энергии, границы допускаемой погрешности ИК при измерении активной (5WA) и реактивной (8w?) электрической энергии в рабочих условиях применения.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра И1 111.231.425210.13ФО «Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2». Формуляр».

Комплектность

Комплектность ИК приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность ИК

Поверка

осуществляется по документу И1 111.231.425210.13Д1 «Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в апреле 2013 г.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов не более ± 10 мкс).

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:

-    измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;

-    измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;

-    счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1;

-    контроллер сетевой индустриальный «СИКОН С1» - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ.166.00.000И1.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16», измерительных каналов коммерческого учета электроэнергии и информационноизмерительных комплексов точек измерений» Свидетельство об аттестации методики измерений №169-01.00249-2013 от «16» апреля 2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к каналам измерительным коммерческого учета электроэнергии «Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2»

1.    ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2.    ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

3.    ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

4.    ИЛГШ.411152.071ТУ. Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.02.

5.    И1 111.231.425210.13 Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ 3, КЛ 10 кВ, ЖБИ 1», «Казанская ТЭЦ 3, КЛ 10 кВ, ЖБИ 2». Технорабочий проект.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.